- •Глава 2 общие сведения об измерениях и приборах
- •§ 1. Понятие об измерениях
- •§ 2. Физические величины и их единицы
- •§ 3. Погрешность результата измерения и источники ее появления
- •§ 4. Классификация средств измерении
- •§ 5. Погрешности средств измерений и классы точности
- •Контрольные вопросы
- •Глава 3 государственная система промышленных приборов и средств автоматизации
- •§ 1. Принципы построения
- •§ 2. Характеристика ветвей гсп
- •§ 3. Преобразователи с унифицированными сигналами
- •Контрольные вопросы
- •Системы дистанционных измерении
- •§ 1. Назначение и классификация методов дистанционной передачи
- •§ 2. Электрические системы и преобразователи с естественными сигналами
- •§ 3. Вторичные приборы электрических и пневматических систем дистанционных измерений
- •Контрольные вопросы
- •Глава 5 измерение давлении и разрежении
- •§ 1. Основные определения и классификация приборов
- •§ 2. Деформационные манометры
- •§ 3. Электрические манометры
- •§ 4. Скважинные манометры
- •Контрольные вопросы
- •Глава 6 измерение температур
- •§ 1. Температурная шкала
- •§ 2. Термометры манометрические
- •§ 3. Электрические термометры сопротивления
- •§ 4. Измерение средней температуры нефти и нефтепродуктов в резервуарах
- •§ 5. Измерение температуры в скважинах
- •Контрольные вопросы
- •Глава 7 измерение расхода жидкости, пара и газа
- •§ 1. Определение и классификация методов измерения
- •§ 2. Объемные расходомеры
- •§ 3. Расходомеры переменного перепада давления
- •§ 4. Расходомеры постоянного перепада давления
- •§ 5. Расходомеры переменного уровня
- •§ 6. Тахометрические расходомеры
- •§ 7. Вибрационный массовый расходомер
- •§ 8. Электромагнитные расходомеры
- •§ 9. Измерение расхода в скважине
- •Контрольные вопросы
- •Глава 8 измерение уровня жидкостей в емкостях и скважинах
- •§ 1. Назначение и классификация приборов
- •§ 2. Поплавковые и буйковые уровнемеры
- •§ 3. Пьезометрические уровнемеры
- •§ 4. Измерение уровня жидкости в скважинах
- •Акустический метод измерения уровня в скважинах
- •Контрольные вопросы
- •Глава 9 измерение физических свойств веществ и примесей
- •§ 1. Измерение плотности
- •§ 2. Измерение вязкости
- •§ 3. Анализаторы содержания воды в нефти
- •§ 4. Анализаторы содержания солей в нефти
- •Контрольные вопросы
- •Глава 10 контроль процессов бурения скважин
- •§ 1. Параметры контроля процессов бурения скважин
- •§ 2. Автономные измерительные установки. Измерение осевой нагрузки на забой
- •Измерение крутящего момента
- •§ 3. Системы наземного контроля процесса бурения
- •Преобразователи
- •§ 4. Каналы связи дистанционного контроля глубинных параметров бурения
- •§ 5. Устройства дистанционного контроля глубинных параметров бурения с электрическим каналом связи
- •§ 6. Устройства дистанционного контроля глубинных параметров бурения с гидравлическим каналом связи. Индикатор осевой нагрузки
- •Контрольные вопросы
- •Часть вторая системы автоматического регулирования и средства автоматизации
- •Глава 11
- •Основные понятия теории автоматического регулирования
- •§ 1. Система автоматического управления
- •§2. Обратные связи
- •§ 3. Разомкнутые и замкнутые сау
- •§ 4. Принцип действия системы автоматического регулирования
- •§ 5. Классификация систем автоматического регулирования
- •§ 6. Требования, предъявляемые к cap
- •§ 7. Понятие статической характеристики
- •§ 8. Понятие динамических характеристик
- •Контрольные вопросы
- •Глава 12 расчет систем автоматического регулирования
- •§ 1. Типовые динамические звенья
- •§ 2. Способы соединения звеньев
- •§3 Понятия устойчивости системы
- •§ 4. Критерии устойчивости
- •§ 5. Оценка качества процесса автоматического регулирования
- •§ 6. Свойства объектов автоматического регулирования
- •Контрольные вопросы
- •Глава 13 общие сведения об автоматических регуляторах
- •§ 1. Классификация автоматических регуляторов
- •§ 2. Математические модели регуляторов
- •§ 3. Регуляторы прямого действия
- •Контрольные вопросы
- •Глава 14 пневматические регуляторы
- •§ 1. Основные особенности пневматических регуляторов
- •§ 2. Унифицированная система элементов промышленной пневмоавтоматики (усэппа)
- •§ 3. Основные регулирующие устройства и вторичные приборы системы старт
- •Контрольные вопросы
- •Глава 15 исполнительные устройства
- •§ 1. Общая характеристика и классификация
- •Исполнительных устройств
- •§ 2. Регулирующие органы
- •§ 3. Исполнительные механизмы
- •§ 4. Основные характеристики и расчет исполнительных устройств
- •Контрольные вопросы
- •Глава 16 построение функциональных систем автоматизации технологических процессов
- •§ 1. Состав технической документации по автоматизации технологического процесса
- •§ 2. Условные обозначения средств автоматизации по конструктивному принципу
- •§ 3. Условные обозначения средств автоматизации по функциональному признаку приборов и устройств
- •§ 4. Функциональные схемы автоматизации
- •Глава 17
- •§ 1.Теоретические основы автоматического
- •§ 2. Фрикционные и гидравлические устройства подачи долота
- •§ 3. Электромашинные устройства подачи долота
- •§ 4. Забойные устройства подачи долота
- •Контрольные вопросы
- •Глава 18 автоматизация добычи и промыслового сбора нефти и нефтяного газа
- •§ 1 Характерные особенности нефтедобывающих предприятии и основные принципы их автоматизации
- •§ 2. Типовая технологическая схема автоматизированного нефтедобывающего предприятия
- •§ 3. Автоматизация нефтяных скважин
- •§ 4. Автоматизированные групповые измерительные установки
- •§ 5. Автоматизированные сепарационные установки
- •§ 6. Автоматизированные блочные дожимные насосные станции
- •Глава 19 автоматизация подготовки и откачки товарной нефти
- •§ 1.Характеристика технологического процесса и задачи автоматизации
- •§ 2. Автоматизированные блочные установки подготовки нефти
- •§ 3. Автоматическое измерение массы товарной нефти
- •§ 4. Автоматизация нефтеперекачивающих насосных станций
- •Контрольные вопросы
- •Глава 20 автоматизация объектов поддержания пластовых давлении
- •§ 1. Характеристика системы поддержания пластовых давлений (ппд)
- •§ 2. Автоматизированные блочные установки для очистки сточных вод и автоматизация водозаборных скважин
- •§ 3. Автоматизированные блочные кустовые насосные станции
- •Контрольные вопросы
- •Глава 21 автоматизация добычи и промысловой подготовки газа
- •§ 1. Характеристика газовых и газоконденсатных промыслов как объектов автоматизации
- •§ 2. Автоматическое управление добычей промысла
- •§ 3. Автоматическое управление процессом низкотемпературной сепарации газа
- •§ 4. Автоматизация абсорбционного процесса осушки газа
- •Контрольные вопросы
- •Глава 22 основные элементы и узлы комплекса технических средств асу тп
- •§ 1. Назначение и общие принципы организации асу тп
- •§ 2. Основные элементы систем телемеханики и вычислительной техники
- •§ 3. Аналого-цифровые и цифро-аналоговые преобразователи
- •Контрольные вопросы
- •Глава 23 основы вычислительной техники
- •§ 1. Общие сведения об эвм
- •§ 2. Принципы построения и области применения цвм
- •§ 3. Процессоры
- •§ 4. Запоминающие устройства
- •§ 5. Устройства ввода-вывода
- •§ 6. Порядок решения задачи на цвм
- •Контрольные вопросы
- •Глава 24 телемеханизация технологических процессов добычи нефти и газа
- •§ 1. Понятие об агрегатной системе телемеханической техники
- •§ 2. Телемеханизация нефтедобывающих предприятий
- •§ 3. Телемеханизация газодобывающих предприятий
- •§ 4. Микропроцессоры и некоторые перспективы их применения в нефтяной и газовой промышленности
- •Контрольные вопросы
- •Список литературы
- •Оглавление
§ 4. Каналы связи дистанционного контроля глубинных параметров бурения
Измерение осевой нагрузки на долото по натяжению талевого каната, на котором подвешен буровой инструмент; измерение подачи долота (интервал внедрения его в породу) по перемещению верхнего конца бурильных труб; измерение крутящего момента на долото по моменту на приводном валу ротора; определение всех глубинных параметров процесса бурения на основании измерения косвенных физических величин на поверхности приводят к весьма большим погрешностям. Эти погрешности возрастают с увеличением глубин. Точность контроля параметров повышается при дистанционном измерении глубинных параметров в процессе бурения.
Разработка систем автоконтроля глубинных параметров связана с разработкой датчиков, которые во время процесса бурения находились бы на забое скважины, и канала связи между забоем и устьем скважины. Наиболее сложной проблемой является создание канала связи. Условия работы канала связи между забоем и устьем скважины отличаются от условий работы и эксплуатации каналов связи tfa поверхности. При выборе канала связи следует учитывать высокое давление и температуру в скважине, циркуляцию в скважине абразивных веществ (промывочной жидкости, несущей выбуренную породу), ограниченные габариты скважины, электропроводность породы и т. д.
Исследования показали, что наиболее удобными каналами связи являются: проводные линии связи, встроенные в буровой инструмент, в том числе токопроводы погружных электроустановок; электрический беспроводный и гидравлический.
Схема телеизмерения глубинных параметров во всех случаях состоит из глубинного измерительного устройства (ГИУ), канала связи и наземного измерительного устройства (НИУ).
Проводные каналы связи с использованием токоподвода погружного электродвигателя
Проводные каналы при существующих способах бурения встраивают в бурильные трубы. Однако необходимость свинчивания и развинчивания труб при спускоподъемных операциях и при наращивании колонны в процессе бурения требует создания сложных устройств для контакта между отдельными секциями проводного канала.
При использовании токоподвода погружной электроустановки применяют высокочастотный метод разделения канала питания этой установки и измерительного канала. Гидравлический канал связи.
Сущность передачи информации с забоя к устью скважины по такому каналу заключается в посылке импульсов давлений по промывочной жидкости, циркулирующей в скважине, с частотой, пропорциональной измеряемому параметру. Для этого в нижней части бурильных труб устанавливают излучатель, который создает импульсы давления. В результате в гидравлическом канале связи образуется акустическая волна, в которой чередуются участки повышенного и пониженного давлений относительно среднего внешнего давления среды.
На поверхности акустические колебания принимаются соответствующим пьезоэлектрическим приемником давления. Звуковое давление
где с—скорость распространения акустических колебаний (с = , где ρ—плотность среды; К—модуль объемной упругости жидкости); J—сила звука.
При количественной оценке энергии акустической волны пользуются коэффициентом поглощения β, который показывает степень поглощения начальной амплитуды волны Ао по мере ее распространения вдоль линии связи. В результате исследований установлено, что амплитуда убывает по экспоненциальному закону
где Ао и Al—амплитуда волны соответственно в точке излучения и на расстоянии L.
Гидравлический канал связи в трубках для передачи информации акустическими колебаниями с больших глубин (5 км и более) использовать практически нельзя, так как для этой цели необходимы излучатели большой мощности, создать которые трудно. В случае импульсной передачи их средняя мощность излучения может быть небольшой при значительной мощности сигнала.
Электрический беспроводный канал. Передача сигналов осуществляется следующим образом. Между электродами (рис. 10.7) и расположенным в скважине генератором 1 создается
электрическое поле Е, часть которого может достигать поверхности земли. В качестве одного из электродов используют бурильные трубы 3, а в качестве второго—нижнюю часть колонны, изолированной от труб втулкой 2. Если на поверхности земли на определенном расстоянии от бурильных труб воткнуть в землю электрод, то между ними будет получена разность потенциалов ΔU, значение которой будет зависеть: от силы и частоты электрического тока, расходуемого в цепи между электродами; от расстояния между электродами (от величины изолированного участка 2); от сопротивления горных пород; от глубины погружения заземляющего электрода и от других факторов.
Н